山西风电现货交易“困境”：电价被拉低至0.2元/度经济性濒危

2022年3月31日，山西电力现货市场连续运行满一周年，这是全国第一个新能源连续参与电力市场的省份。

作为能源电力大省，山西作为我国能源革命综合试点地区，同时也是我国确定的首批8个电力现货市场培植试点省份之一，意在探索现货市场在保障电力供应、促进新能源消纳、提高电网效率、推动管理优化等方面的主要浸染。

确实，山西风、光没有涌现限电情形。
但是在这场涵盖全部省调火电、风电、光伏企业和售电公司的现货试点探索中，大部分在补贴范围内的存量光伏发电企业却开始在“死活线”上挣扎，无论是国有企业还是民营发电企业，现货交易带来的是综合电价骤降的窘况，项目进入全面亏损状态，乃至有电站去年亏损高达7000万。

补贴内光伏项目：电力交易后综合电价降至6分/度

其余一座位于山西的光伏电站（以下简称SX电站）所碰着的情状比文章开头的那个情形更为糟糕，该电站2022年1-5月的综合上网电价仅为0.1元/度，从全体发电量占比可以看到，以0.332元/度燃煤基准价结算的电量占比范围在20-35%之间，剩余65-80%的电量须要通过现货市场或者中长期交易进行报价结算。

从光伏們得到的电费清单可以看到，2020年及以前，山西上述光伏电站的综合电价基本在0.3元/度及以上，基本靠近山西的燃煤基准价。
但从2021年4月开始，山西现货市场须要新能源电站长期的、稳定的、连续性的参与个中，该光伏电站2021年的综合电价降至0.24元/度，降幅明显。

一家新能源企业的生产管理卖力人韩语（化名）见告光伏們，参与电力交易对付2019年的竞价项目影响巨大，“以一个50MW的光伏项目为例，今年上半年参与电力交易综合电价在0.15-0.16元/度，而电站运营用度大概400万旁边，乃至还不敷以支付还本付息的部分，整年下来整座电站要倒赔约1000万；高补贴的项目相对好一些，但现在由于国补不到位，结算电价很低极大了影响了项目公司的现金流，虽然财务报表显示有利润，但实际情形是乃至须要靠借贷来补充现金流”。

“直接参与电力交易带来的电价丢失在0.12-0.13元/度，调峰、市场运营费等度电分摊也有0.04-0.05元/度，这还没算两个细则考察”，韩语阐明道，2021年公司运营的光伏电站在山西省电价约在0.25元/度旁边，但2022年仅上半年就降到了约0.19元/度，这半年每100MW光伏电站项目的丢失大约在1000万以上，整年丢失约2000万元以上，项目年度财报肯定是大幅亏损的。

一家央企山西分公司的运营数据显示，2022年1-6月光伏均匀电价为0.167元/度，风电为0.21元/度。
可以得出的结论是，在山西现货市场运行一年内，电力交易正持续拉低光伏电站的收入，并且降幅巨大。
“在参与电力市场之前，我们电站年度电费收入大概在1200-1300万，今年上半年电费收入仅仅有240万”，上述SX光伏电站运维站长见告光伏們。

保障性收购小时数与电价“双降”

从规则上来看，山西新能源的结算电价紧张分为两部分，个中保障性收购电量部分，按山西燃煤基准价结算，剩余电量按现货市场价格结算。
但问题在于，保障性收购电量的比例并没有明确的比例，而是通过分时“以用定发”模式来确定。

而鉴于新能源电站的着力特点，“以用定发”规则下，保障性收购的比例大幅低落。
韩语阐明道，“在这种规则下，在光伏大发的时候，用电量很少，而在晚高峰用电量上来的时候，光伏却没法着力，基数电量（保障性收购电量部分）正逐步减少”。

以上述SX电站为例，最高仅有35%的保障性收购电量，按照1600小时年发电小时数打算，保障性收购小时数最高仅为560小时。
而根据国家能源局干系文件，山西省Ⅱ类资源区的风电、光伏发电保障性收购利用小时数分别为1900小时、1400小时。
山西的现状明显与国家干系文件冲突。

保障性收购电量大比例减少是拉低综合电价的关键之一，除此之外的市场交易电价更是惨不忍睹。
“显然，在当前规则下，新能源电站的报价仍处于劣势，交易电价由供需决定，在中长期交易市场中，由于风光发电的特性，像我们这种单体规模不大，并且在山西整体体量较小的电站，在中长期会谈交易中并没有上风，议价的主导权更多的节制在用户或者售电公司手里，以是部分电站就选择不参与中长期交易”，SX电站站长阐明道，参与中长期交易，我们现在只能凭履历探索，比如在迎峰度夏的7-8月，由于供需相对紧张，我们在中长期交易中能够得到较高一点的电价，这种情形下我们就只管即便参与到中长期交易，但大部分韶光电力交易中光伏的结算电价都要远低于燃煤基准价”。

“一样平常来说，7-8月份风电险些不着力，市场上紧张的电量来源就变成了光伏和火电，加上夏季用电量需求较大，光伏参与中长期交易的电价能达到0.35元/度旁边，这是整年可以交易到的最高电价了”，韩语补充道，但是两个月的高电价无法抵消别的10个月的超低电价，在1-2月大风月的时候，尤其是在春节期间尤为严重，光伏0.14元 /度的电价乃至都卖不掉。

据锦宏能源数据显示，2022年3月4日11时13分，山西新能源发电着力创历史新高，达到2216万千瓦，占当时全省发电着力的61.3%。
当天，山西电力现货市场日前和日内出清价格有17个小时旁边处于0电价。

锦宏能源剖析，与广东电力现货价格由动力煤价格决定不同，山西电力现货试点的市场出清价格基本由新能源着力大小决定。
在新能源发电着力大量富余时段，出清电价基本持续坚持在地板价；反之，在新能源发电着力小，须要火电顶峰运行时段，每每会涌现价格尖峰。
在高比例新能源电力现货市场中，新能源大发时出清电价为0险些绝不稀奇。
而且如果没有分外干预，可以预见0电价持续韶光将会越来越长，也会在更多省份上演。

不仅是0电价，在中长期交易中，山西光伏电站乃至涌现了负电价，“光伏电站预测准确性的问题非常严重，可能整体发电量的预测精度可以提高，但详细到某一个韶光段的差异非常大，比如我们有一座电站位于山脚，每天固定时段会飘来一朵云，光伏电站的瞬时功率可以从200MW降到5MW，在发电量跟不上的时候，光伏电站还要去现货市场上买电补上这部分电量，这部分电量有时候会比中长期签约价还高，这样在中长期交易中可能就会涌现负电价”，韩语阐明道。

确实，山西在快速发展新能源的同时，没有涌现弃光弃风的限电情形，这也得益于电力市场的履行。
但为了不限电，而让新能源电力的收益大打折扣，这无异与“逼”新能源发电企业饮鸩止渴。

困局：机制与市场的决议

2022年1月28日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快培植全国统一电力市场体系的辅导见地》明确，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置，电力交易已成大势所趋。

“从电力系统的角度来看，市场本身没有错，客不雅观来说，山西现货交易试点讲电力、负荷的韶光代价表示出来了，也在按照国外公开的市场规则实行，但对付光伏电站来说，在市场交易系统编制下，电力不匹配的问题非常严重”，韩语进一步阐明道，光伏着力是范例的“馒头曲线”，中午是着力高峰期，但是电价低谷段，发出来的电没人用、不值钱，到了晚高峰负荷将近3000万千瓦的时候，光伏又完备不能着力，这就须要火电的参与。
火电以灵巧性改造参与个中，进一步提高了中午时段电力的饱和程度。

在谈及建议时，韩语坦言，“如果想要从根本层面破局，技能手段仍旧是关键，比如通过配置高比例的储能，让光伏发电曲线进一步与负荷相匹配，但问题在于，以目前峰谷电价差，企业并没有投资储能的动力，目前的价差尚不敷以支撑储能投资。
纵然省间交易，光伏发电一样面临与负荷不匹配的问题，光伏发电的颠簸性会使外送通道在夜间面临空运的情形”。

面对当前的电改情形，高利认为，“改革该当首先是建立在保持条约的延续性，担保条约主体的利益不受丢失。
按照目前的市场规则，新能源电和火电放在同一个交易平台上，不是一个量级的，新能源只能被淘汰出局。
要想让新能源上市交易，必须出台一些保护性政策，造就出一个适宜新能源电力交易的市场”。

在培植全国统一电力市场体系的大浪潮中，客不雅观来说，新能源电站要做到的是紧跟趋势，节制更优的报价策略，然而，高利的这一不雅观点却深刻的反响了在现有山西现货交易体系下，新能源发电企业的心声。

“我们去参加省里组织的电力交易培训，领导说做电力交易要懂市场、懂经济、懂数学、懂统计，还要节制报价策略与国际形势。
我们也希望电站可以多发电、多收益，但是真的太难了”，这位站长的感慨正是不少深陷于电力交易困境中企业与站长的“缩影”。

电力交易下的新能源投资困境

保障性收购比例低，现货与中长期交易电价又远低于燃煤基准价，二者叠加的影响大大的拉低了山西新能源电站的综合电价。
“电力市场交易实质上是促进新能源的消纳，但在现在情形下，基本不限电了但电价的大幅降落，使得企业全面亏损，新能源发电企业正捐躯电价换取发电权”，一位熟习山西情形的行业人士补充道。

据韩语先容，目前山西的平价光伏电站项目尚未参与电力交易，“山西已经建成并网的光伏平价项目很少，第一批批复的平价示范项目由于各种缘故原由目前仅并网了3-4个项目，但去年山西下发了超过10GW的保障性平价项目。
虽然平价项目是否参会与交易尚没有明确文件，但这么大体量的项目并网之后，参与交易大概率是无法避免的。
电力交易下的电价水平基本是给山西的光伏项目宣告了“去世刑”，这也将极大的减少山西新能源电站的投资积极性”。

据理解，目前山西在2019-2020年国家平价示范项目中的风光项目保障性收购小时数尚能够保障。
但在行业全面进入平价之后，电力交易的范围正越来越广泛。
6月23日，山西省能源局下发《关于进一步加快推进风电光伏发电项目培植的关照》指出，为圆满完成国家下达我省的非水可再生能源消纳任务权重，今年新能源装机规模新增1000万千瓦。

眼下，投资企业面临的问题是这10GW已经全面进入平价期间的新能源电站上网电价该当按多少测算？

进入“十四五”，电力交易正成为新能源电站面临的大趋势之一，趋势不可挡，但目前面临的问题是，以山西的交易规则，将新能源通盘推向市场化交易一定会导致综合电价降落。
不管如何，山西电力市场发展的“阵痛”，对国家层面以及其他各省电力市场改革，也供应了一个参考、剖析以及宏不雅观政策制订参考的非常好的样本。

风光行业也在以市场主体的身份不遗余力参与市场，但在当前，在新能源电力的环境代价尚未表示出来的条件下，配置储能、调峰调频、市场交易乃至补贴核查都一股脑的压到投资商身上，新能源电站投资反而成了诸多发电集团最弱势的业务板块，势必将削弱新能源电站投资的动力与积极性。

一位熟习山西电力交易情形的资深行业人士见告光伏們，近几年新能源装机规模以年均20-30%的速率增长，对原有电力系统的冲击愈发明显。
“发电不可控是新能源的范例特色，尤其是短期或者超短期的偏差比较大，在参与电力市场中，实际偏差越大，意味着发电企业付出的代价越大。
新能源参与电力市场，乐不雅观来看会提高新能源场站功率预测的准确性，也提高发电企业的重视程度，对付新能源扰动电网等供应积极的代价。
但另一方面，这一问题是一个环球的行业难题，短期内并不能通过付出一定代价取得质的打破，这就会挫伤新能源投资的积极性”。

“但同时，从电力系统运行来看，在以火电为主的构造下，发电侧负荷可控可调节性强，用户侧可以根据自己的需求用电，范例特色是发电侧适应用户侧。
但随着新能源装机的增加以及火电的减少，降落了相应负荷侧的灵巧度。
目前电力系统也处于一个新旧交替的期间，电网也在通过电力系统运行方案、虚拟电厂、可控负荷等储能等办法探索适应当新时期电力系统的办法”。

电力市场化交易，究竟要把新能源引向何处？未来，新能源在全体电力市场中的角色究竟该如何定位？这是电力交易规则的制订者不得不面临的问题。